1.2 風電場運行與維護的主要內容

風電場運行主要包括兩個部分：一是風電場電氣系統的運行及風力發電機組的運行和場區內升壓變電站及相關輸變電設施的運行；二是對風電場運行的管理，包括風電場安全運行保障制度的建立、對風電場電力系統運行的常規檢測、風電場異常運行和事故的處理。

風電場的維護主要是對風力發電機組和場區內輸變電設備的維護。維護形式包括常規巡檢和故障處理、常規維護檢修及非常規維護檢修等。風電場的常規維護包括日常維護和定期維護兩種。

風電場的日常維護是指風電場運行人員每日進行的電氣設備的檢查、調整、注油、清理及臨時發生故障的檢查、分析和處理。在日常運行維護檢修的工作中，維護人員應根據風電場運行維護規程的有關要求并結合風電場運行的實際狀況，有針對性地進行巡檢工作。為便于工作和管理，應把日常巡檢工作內容、巡檢標準等項目制成表格，工作內容敘述簡單明了、目的明確，以便于指導維護人員的現場巡視工作。通過巡檢工作力爭及時發現故障隱患，防患于未然，有效地提高設備運行的可靠性。

風電場的定期維護是風電場電氣設備安全可靠運行的關鍵，是風電場達到或提高發電量、實現預期經濟效益的重要保證。風電場應堅持“預防為主，計劃檢修”的維護原則，根據電氣設備定期例行維護內容并結合設備運行的實際情況，制定出切實可行的定期維護計劃，并嚴格按照計劃工作。做到定期維護、檢修到位，使設備處于正常的運行狀態。

1.2.1 風力發電機組運行與維護

風力發電機組的運行過程就是把風能轉換為電能的過程。風以一定的速度和攻角作用在槳葉上，使槳葉產生旋轉力矩而轉動，并通過傳動裝置帶動發電機旋轉發電，進而將風能轉變成為電能，將風力發電機組發出的電能送入電網，即實現了風力發電機組的并網運行。

機組維護檢修工作一般包括日常維護檢修、定期維護檢修和臨時維護檢修三種形式。

1．日常維護檢修

風力發電機組的日常維護檢修工作主要包括正常運行巡查時對機組進行巡視、檢查、清理、調整、注油及臨時故障的排除等。

（1）通過風力發電機組監控計算機實時監視并分析風力發電機組各項參數的變化情況，發現異常應通過計算機對該機組進行連續監視，并根據變化情況作出必要處理，并在運行日志上寫明原因，進行故障記錄與統計。

（2）對風力發電機組進行巡回檢查，發現缺陷及時處理，并登記在缺陷簿上。

（3）檢查風力發電機組在運行中有無異常響聲，葉片運行狀態，變槳距系統、偏航系統動作是否正常，電纜有無絞纏情況。

（4）檢查風力發電機組各執行機構的液壓系統是否滲油、漏油，齒輪箱潤滑油、冷卻油是否滲漏，并及時補充；檢查液壓站的壓力表顯示是否正常。

（5）檢查各緊固部件是否松動以及各轉動部件、軸承的潤滑狀況，查看其有無磨損。

（6）對有刷勵磁交流發電機的集電環和電刷進行清洗或更換電刷。

（7）檢查記錄水冷系統運行時的溫度范圍、發電機及變頻器的最高進水溫度和最高壓力。

當氣候異常、機組非正常運行或新設備投入運行時，需要增加巡回檢查的內容及次數。

2．定期維護檢修

風力發電機組的定期維護檢修是指在確定的時間內，對機組易磨、易損零件的小修和維護，一般分一個月、半年、一年不等，主要根據維護項目而定。

風力發電機組的定期維護內容應按照廠家的要求對維護項目進行全面檢查維護，包括更換需定期更換的部件。定期維護檢修應嚴格遵守維護檢修計劃，不得擅自更改維護周期和內容。

3．臨時維護檢修

風力發電機組的臨時維護檢修是指在突發的故障或災害損害后，對機組進行的維護檢修活動。

風力發電機組的運行環境要求重視臨時維護工作。如極端的低溫會造成風力發電機組軸承潤滑脂凝固；長時間的大風惡劣氣候可能會動搖塔架，導致地基受損及相關附件松動；惡劣氣候還可能造成傳輸電纜、充電控制器以及相關熔斷器和開關的損壞等，如果發現設備出現以上故障，則應及時維修并做全面保養。

風力發電機組的臨時維護除了機組突發故障及惡劣天氣對機組的損害之外，也包括機組部件的某些功能試驗，如超速試驗、葉片順槳、正常停機、安全停機和緊急停機等對機組的損害。

1.2.2 變電站電氣設備運行與維護

變電站電氣設備的運行與維護主要包括變壓器、開關設備、電抗器和電容器、互感器和絕緣油的運行與維護。

1.2.2.1 變壓器運行與維護

變壓器是利用電磁感應現象實現一個電壓等級的交流電能轉換到另一個電壓等級的交流電能，是改變交流電壓的裝置。變壓器的核心構件是鐵芯和繞組，其中鐵芯用于提供磁路，纏繞于鐵芯上的繞組構成電路。此外還有調壓裝置即分接開關、油箱及冷卻裝置、保護裝置，包括儲油柜、安全氣道、吸濕器、氣體繼電器、凈油器和測溫裝置及絕緣套筒等。

變壓器投運時，全電壓沖擊合閘，有高壓側投入，且中性點直接接地。變壓器應進行5次空載全電壓沖擊合閘，均無異常的情況下方可投運。變壓器第一次受電后持續時間不應少于10min，勵磁電流不應引起保護裝置的誤動。變壓器的投運和停運應使用斷路器進行控制，嚴禁使用隔離開關拉合變壓器。

1.2.2.2 開關設備運行與維護

開關設備主要用于風電場電力系統的控制和保護，既可以根據電網運行需要將一部分電力設備或線路投入或退出運行，也可以在電力設備或線路發生故障時將故障部分從電網快速切除，從而保證電網中無故障部分的正常運行及設備、運行維修人員的安全。因此，開關設備是非常重要的輸配電設備，其安全、可靠運行對電力系統的安全、有效運行具有十分重要的意義。

1．斷路器的維護檢修

（1）每1～2年檢查維護一次的項目。

1）外觀檢查。檢查并清掃瓷管套、外殼和接線端子，緊固松動螺栓；檢查SF6氣體的壓力。

2）液壓機構檢查維護項目。

a．檢查液壓機構模塊對接處有無滲漏油、元器件有無損壞，根據不同情況分別進行擦拭、擰緊、更換密封圈或修理。

b．檢查并緊固壓力表及各密封部位。

c．檢查操動機構，在傳動及摩擦部位加潤滑油，緊固螺栓。

d．油箱油位應符合規定，如果油量低于運行時的最低油位，應補充液壓油。

e．檢查儲壓器預壓力。

f．檢查清理輔助開關觸點。

g．檢查緊固電氣控制電路的端子。

h．檢查油泵啟動、停止油壓值，分閘、合閘閉鎖油壓值，安全閥開啟、關閉油壓值。

3）電氣試驗。檢查電氣控制部分動作是否正常；檢查分閘、合閘操作油壓降；測量主電路電阻。電氣試驗項目和標準按相關內容執行。

（2）每5年檢查維護一次的項目。

1）電氣試驗參照（1）中項目，并按相關要求進行。

2）檢查指針式密度控制器的動作值，取下指針式密度控制器罩，把密度控制器從多通體上取下（多通體上帶自封接頭），進行充氣、放氣來檢查其第一報警值及第二報警值。如指針式密度控制器有問題，應更換新品。

3）將液壓油全部放出，拆下油箱進行清理。液壓系統處于零表壓時，歷時24h應無滲漏現象；油壓為26MPa時，液壓系統分別處于分閘和合閘位置12h，壓力下降不應大于1.0MPa。測此壓力降時應考慮溫度的影響。由于存在溫度變化、滲漏和安全閥泄壓的可能，系統工作時每天補壓3～5次是正常的。

4）在額定SF6氣體壓力、額定油壓、額定操作電壓下進行20次單分、單合操作和2次0.3s合、分操作，每次操作之間要有1～1.5min的時間間隔。

5）測量斷路器動作時間，同期性及分閘、合閘速度，結果應符合技術參數的要求。

6）對弧觸頭的燒損程度進行測量：用300mm長的鋼板尺在機構內連接座中斷路器的分閘位置上的一個測量基準點，使斷路器慢合至剛合點（利用萬用表的歐姆擋接至滅弧室進出線端，剛合時，萬用表的表針動作），量出基準點與剛合點位置處測量點之間的距離，計算出超程，判斷弧觸頭的燒損程度。弧觸頭允許燒去10mm，即超程不小于30mm。如果弧觸頭燒損嚴重，應對滅弧室進行大修。

2．隔離開關的維護與檢修

（1）隔離開關驗收及投運前的檢查項目。

1）操動機構、輔助觸點及閉鎖裝置安裝牢固，動作靈活可靠。

2）相間距離及分閘時觸頭分開角度或距離符合規定。

3）觸頭應接觸緊密良好。

4）瓷絕緣子清潔，完好無裂紋。

5）電動操作動作正常。

（2）隔離開關的巡視檢查項目。

1）瓷絕緣子是否清潔。

2）隔離開關接觸良好，動觸頭應完全進入靜觸頭，并接觸緊密，觸頭無發熱現象。

3）引線無松動或擺動，無斷股或燒股現象。

4）輔助觸點接觸良好，連動機構完好，外罩密封性好。

5）操動機構連桿及其他機構各部分無變形、銹蝕。

6）處于斷開位置的隔離開關、觸頭分開角度符合廠家規定，防誤閉鎖機構良好。

1.2.2.3 電抗器和電容器運行與維護

1．電抗器

電抗器在電路中具有限流、穩流、無功補償及移相等功能。電力網中所采用的電抗器實際上是一個無導磁材料的空心線圈，它可以根據需要布置為垂直、水平和品字形三種裝配形式。

（1）干式電抗器的正常巡視檢查項目。

1）電抗器接頭良好，無松動、發熱現象。

2）絕緣子清潔、完整，無裂紋及放電現象。

3）線圈絕緣無損壞、流膠。

4）接地良好、無松動。

5）對于故障電抗器，在切斷故障后，應檢查電抗器接頭有無發熱及損壞，外殼有無變形及其他異常情況。

（2）電抗器的常見故障及判斷。在通常情況下，電抗器除了與變壓器具有相同的絕緣問題外，還存在振動和局部過熱的問題。電抗器事故及故障情況基本上可以分為以下幾類：

1）油色譜分析異常。通過對電抗器進行油色譜分析，可以發現許多早期故障及事故隱患，對預防電抗器事故起重要作用。

2）振動噪聲異常。引起振動的主要原因是磁回路有故障、制造時鐵芯未壓緊或夾件松動。此外，器件固定不好、安裝質量不高等均可造成振動和噪聲異常。

3）電抗器燒壞。電抗器匝間短路，導致電抗器燒毀。

4）過熱性故障。電抗器絕緣層材質老化；內部導線電流密度超標。

5）磁回路故障引起內部放電。磁回路出現故障的原因是多方面的，如漏磁通過于集中引起局部過熱；鐵芯接地引起環流及鐵芯與夾件之間的絕緣破壞；接地片松動與熔斷導致懸浮放電及地腳絕緣故障等。

2．電容器

電容器是儲存電能的裝置，是電子、電氣領域中不可缺少的電子元件，主要用于電源濾波、信號濾波、信號耦合、諧振、隔直流等電路中。電容器具有充電快、容量大等優點。

電力電容器的維護項目如下：

（1）外觀檢查。電容器套筒表面、外殼、鐵架子要保持清潔，如發現箱殼膨脹應停止使用，以免故障發生。

（2）負荷檢查。用無功電能表檢查電容器組每相的負荷。

（3）溫度檢查。電容器投入時本身溫度不得低于-40℃，運行時環境上限溫度（A類40℃, B類45℃）,24h平均溫度不得超過規定值（A類30℃, B類35℃），一年平均溫度不得超過規定值（A類20℃, B類25℃），如超過時，應采用人工冷卻或將電容器與網絡斷開。安裝地點和電容器外殼上最熱點的溫度檢查可以通過水銀溫度計等進行，需做好溫度記錄（特別是在夏季）。

（4）電壓檢查。電容器允許在不超過1.1倍額定電壓下運行，在1.15倍額定電壓下每晝夜運行不超過30min，電容器允許在由于電壓升高而引起的不超過1.3倍額定電流下長期運行。接上電容器后將引起網絡電壓的升高，當電容器端子間電壓超過1.1倍額定電壓時，應將部分電容器或全部電容器從網絡斷開。

（5）電氣連接檢查。檢查接有電容器組的電氣線路上所有接觸處的接觸可靠性；檢查連接螺母的緊固度。

（6）電容和熔斷器的檢查。對電容器電容和熔斷器的檢查，每個月1次，在一年內要測3次電容器的損耗角正切值，目的是檢查電容器的可靠情況，這些測量都在額定值下或近似額定值的條件下進行。

（7）耐壓試驗。電容器在運行一段時間后，需要進行耐壓試驗。

1.2.2.4 互感器運行與維護

互感器是按比例變換電壓或電流的設備，其作用就是將交流電壓和大電流按比例降到可以用儀表直接測量的數值，便于儀表直接測量，同時為繼電保護和自動裝置提供電源。

1．互感器運行注意事項

（1）運行中的電壓互感器二次側不得短路，電流互感器二次側不得開路。

（2）電壓互感器允許高于1.1倍額定電壓連續運行，電流互感器允許高于1.1倍額定電流連續運行。

2．電壓互感器投入前及運行中的檢查項目

（1）油浸式電壓互感器套管瓷絕緣子整潔無破裂，無放電痕跡。

（2）油位計的油位在標志線內，油色透明，無滲油、漏油現象。

（3）一次接線完整，外殼接地良好，無異常響聲，引線接頭緊固無過熱現象。

（4）一次、二次熔斷器（快速開關）完好，擊穿熔斷器無損壞。

（5）電容式互感器電容及下部的電磁裝置無放電現象。

3．電流互感器投運前及運行中的檢查項目

（1）外殼清潔，套管無裂紋、放電痕跡，油位正常，無滲油、漏油現象。

（2）一次引線接觸良好，無過熱現象，二次接線不開路。

（3）外殼接地良好，內部無異常聲響。

1.2.2.5 絕緣油維護與處理

絕緣油通常由深度精制的潤滑油基礎油加入抗氧化劑調制而成。它主要用作變壓器、油開關、電容器、互感器和電纜設備的電介質。

1．絕緣油的檢修維護

運行設備中的絕緣油，每隔6個月應化驗一次。當絕緣油化驗不合格時，應將設備立即退出運行，同時根據化驗結果決定是否對絕緣油進行更換處理。

2．絕緣油的更換及處理

準備一個干凈的空油罐、真空濾油機及相關管路，按要求連接；啟動濾油機，打開設備排油閥，將設備中的絕緣油抽到空油罐中；待油全部抽完后，關閉排油閥；等待30min后打開排油閥，排盡設備中的殘油，再次關閉排油閥；將濾油機進油管與油罐連接，出油管連接設備，使絕緣油從油罐注入設備。如此循環，直到油質合格。

1.2.3 繼電保護系統運行與維護

1．保護裝置投運前的檢查項目

（1）投入直流電源，檢查電源指示燈、信號指示燈指示是否正常。

（2）新投運或運行中的微機保護裝置直流電源恢復后，應校對時鐘。

（3）將打印機與保護裝置連接好，合上打印機電源，檢查打印機的電源開關是否投至“ON”位置。

（4）各保護壓板應投入。

（5）檢查裝置電源、電壓、控制斷路器是否在合好位置。

2．運行中的繼電保護和自動裝置的巡視檢查項目

（1）繼電保護及自動裝置各繼電器外殼是否清潔完整，繼電器鉛封是否完好。

（2）各保護裝置運行是否正常，有無破損、異常噪聲、冒煙、脫軸及振動現象，各端子有無過熱、變色現象。

（3）繼電保護或自動裝置壓板及轉換開關位置與運行要求是否一致，是否在應投位置。

（4）各類運行監視燈、液晶顯示內容是否正常，有無告警燈亮，有無告警信息發生。

（5）各保護裝置電源是否工作正常；直流系統雙電源供電是否正常，蓄電池是否處于浮充狀態。

（6）控制、信號、電源斷路器位置是否符合運行要求。

（7）檢查保護裝置、故障錄波器顯示時間是否與GPS時間一致。

（8）電壓切換燈與實際隔離開關位置是否相符。

（9）打印機工作是否正常，打印紙是否足夠，打印機的打印色帶應及時更換。

3．事故情況下的檢查項目

（1）檢查負荷分配情況，是否過負荷。

（2）檢查電流、電壓情況。

（3）檢查光字牌、信號燈、保護裝置動作情況。

（4）檢查信號動作和開關跳閘情況。

（5）檢查繼電器、保護裝置有無異常情況。

1.2.4 無功補償的運行與維護

一般來說，風電場的無功功率需求來自于風力發電機組與變壓器。單是風力異步發電機，其在運行時需要吸收的無功功率就為額定功率的20%～30%。根據感性電機的基礎知識，當風速較小時，電機的轉差率會增大，模擬負載的阻值就會減小，定子繞組的電流也會增加，功率因數也會相應減小。大型的風電場一般都是有幾十臺這樣的發電機存在，當所有發電機全部均處于并網狀態時，該風電場從電網吸收的無功功率需要幾兆乏，如此大的無功吸取，如不進行無功功率補償，勢必造成電網電壓的大幅度下降。變壓器的無功損耗又分為正常運行時的繞組損耗和空載運行時的鐵芯損耗。無論是否運行，只要變壓器與主網連接，鐵芯的勵磁無功損耗總是存在。因此，必須加入無功補償裝置，以維持系統接入點的電壓水平，提高風電場的穩定性。

根據風力發電系統的特點，風電場一般需要加裝無功補償裝置。根據風電場的特點及《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，風電場對其無功補償裝置的具體需求如下：

（1）補償風電系統無功功率，高壓側功率因數能夠達到0.95左右。

（2）補償裝置的無功輸出具有動態平滑調節能力，調節速度快，滿足風電系統啟動、停機、風速變化時的動態無功補償能力。

（3）補償裝置具有電能質量的調節能力，能夠抑制電壓波動和閃變。

（4）補償裝置具有風電場電壓的穩態調節支撐能力，能夠保證風電場在額定電壓偏差下的正常運行。

（5）補償裝置具有風電場電壓的暫態調節支撐能力，能夠滿足風電場的低壓維持能力。

風電場的無功損耗應計算箱式變壓器、集電線路和升壓站升壓變壓器的損耗，風電場升壓站無功補償容量應為箱式變壓器、集電線路和升壓站升壓變壓器的無功損耗減去風力發電機組本身可發的無功容量。風電送出線路的無功損耗是否需要補償應具體情況具體分析，需要根據計算得出。